NO20190919A1

NO20190919A1 - Fremgangsmåte og seismisk streamer for å redusere støy i akustiske målinger

Info

Publication number: NO20190919A1
Application number: NO20190919A
Authority: NO
Inventors: Vidar A Husom; Lars Borgen; Øyvind Teigen; Nils Halvor Heieren
Original assignee: Westerngeco Seismic Holdings Ltd
Priority date: 2006-02-22
Filing date: 2019-07-24
Publication date: 2007-08-23
Also published as: US20070195648A1; GB0703457D0; GB2460349A; NO20071016L; MX2007002147A; CN101051088B; GB2435513A8; GB2435513A; BRPI0700773A; GB2460349B; US20090296529A1; BRPI0700773B1; NO344053B1; FR2897691B1; CN101051088A; AU2007200631A1; GB0912048D0; FR2897691A1; US7623414B2; AU2009201762A1

Description

Oppfinnelsen vedrører marine seismikkundersøkelser, mer særskilt en partikkelvektormåling i en marin seismikkundersøkelse.

I én type marine seismikkundersøkelser sleper et undersøkelsesfartøy et sett av seismikkabler, ofte benevnt som ”streamere”, langs en forutbestemt strekning. Når fartøyet sleper dette settet, sender en seismikkilde, så som en luftkanon eller en vibrasjonskilde, en akustisk bølge ned i vannet. Den akustiske bølgen går gjennom vannet og reflekteres fra ulike geologiske detaljer. Refleksjonene går tilbake opp gjennom vannet og til streamerne. Streamerne innbefatter akustiske sensorer, eller ”hydrofoner”, som er fordelt over lengden. Når refleksjonene treffer de akustiske mottakerne, vil mottakerne avføle størrelsen til den passerende bølgefronten. De akustiske mottakerne overfører så data som er representative for den detekterte størrelsen av bølgefronten, fra seismikkablene og til undersøkelsesfartøyet for innsamling der.

Refleksjonene fortsetter sin forplantning gjennom vannet forbi de akustiske mottakerne, helt til de når vannflaten. I vannflaten blir refleksjonene reflektert enda en gang. Disse refleksjonene av refleksjonene blir ofte benevnt ”multipler”, en kortversjon for multiple refleksjoner, eller ”spøkelsesrefleksjoner”. Multiplene går ned igjen gjennom vannet og vil også passere de akustiske mottakerne. De akustiske mottakerne vil da igjen avføle størrelsen til den passerende bølgefronten. De akustiske mottakerne sender igjen data som er representative for den detekterte størrelsen, via seismikkablene for innsamling om bord på undersøkelsesfartøyet.

Undersøkelsesdataene vil således ikke bare inneholde data fra de opprinnelige refleksjonene, men også data innsamlet fra multiplene. Dataene fra multiplene er uønsket, fordi de ikke er representative for de geologiske formasjoner som undersøkes. Isteden vil dataene fra multiplene være representative for vannflaten. Mer teknisk uttrykt, multiplene vil ha en destruktiv innflytelse på refleksjonene. Med andre ord, seismikksensorene avføler størrelsen til enhver passerende bølgefront, uten hensyn til dens bevegelsesretning.

Konvensjonelle tiltak søker å løse dette problemet på to måter. En måte er å forsøke å unngå multiplenes innflytelse i løpet av undersøkelsen. En annen måte er å forsøke å ta ut multippeldataene under prosesseringen av dataene. Begge tiltak er forbundet med ulemper.

Et forsøk på å svekke multiplene under en undersøkelse, vil ofte medføre en plassering av komponentene i undersøkelsen på en spesiell måte. Eksempelvis kan spøkelsesrefleksjoner ofte unngås dersom seismikkablene slepes på et dyp på ca. 4-5 meter. Plasseringen av streamerne kan imidlertid være vanskelig. Kablene kan ha lengder på opptil flere kilometer. Dette vil gi så store treghetskrefter at det vil kunne være vanskelig å styre eller påvirke streameren. Streameren kan også utsettes for meget ulike miljøpåvirkninger - så som vist vind og strøm - over lengden. Dette betyr at kablene ofte blir unøyaktig plassert, slik at man ikke fullt ut kan svekke eller unngå multiplenes negative innvirkning.

Fjerning av multiplene under prosesseringen vil typisk innbefatte en prediktering av de aktuelle multipler blant et antall faktorer. Det er kjent flere multippelpredikteringsmåter. For alle disse gjelder imidlertid at det må foretas anslag og generaliseringer. Selv om disse generaliseringene og anslagene kan være statistisk gyldige, vil de kunne gjelde mer eller mindre nøyaktig for enhver gitt undersøkelse, eller enhver gitt del av en undersøkelse. I noen undersøkelser vil de derfor ha en negativ innvirkning eller på annen måte gi unøyaktigheter. En slik fremgangsmåte forlenger dessuten en i og for seg komplisert prosessering, med tilhørende kostnadsøkninger. Det vil derfor kunne være ønskelig å kunne svekke multiplenes innvirkning uten at dette går på bekostning av tid, anstrengelser og ressurser i forbindelse med kontinuerlig overvåking og plassering av seismikkablene. Det vil altså være ønskelig å kunne svekke multiplenes innvirkning ved hjelp av reelle målinger istedenfor med prediksjoner. Som følge herav vil det kunne være ønskelig ikke bare å måle størrelsen til enhver bølgefront som passerer de akustiske mottakere, men også kunne måle dens vektor, eller polarisering.

Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å løse eller i det minste redusere noen eller samtlige av de foran nevnte problemer.

Den foreliggende oppfinnelse, i sine ulike aspekter og utførelser, omfatter en partikkelbevegelsessensor, innbefattende: et avfølingselement som kan avføle en partikkelbevegelsesvektor fra en endring i dens posisjon; og et pakningsmaterial hvor avfølingselementet er plassert, idet partikkelbevegelsessensoren er symmetrisk om sin lengdeakse og har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret.

Oppfinnelsen vedrører også en partikkelbevegelsessensor, innbefattende: et akselerometer som kan avføle en partikkelbevegelsessensor ut fra en endring i dens posisjon, og et pakningsmateriale hvor avfølingselementet er plassert.

Ifølge et andre inventivt aspekt foreslås det en anordning som innbefatter: en streamer, et antall akustiske sensorer fordelt langs streameren, og et antall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs streameren, idet minst én partikkelbevegelsessensor er symmetrisk om sin lengdeakse og har et tyngdekraftsenter som stemmer overens med det volumetriske senteret.

Oppfinnelsen vedrører også en anordning som innbefatter: en streamer, et antall akustiske sensorer fordelt langs streameren, og et antall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs streameren. I det minste én av disse partikkelbevegelsessensorene innbefatter et akselerometer som kan avføle en partikkelbevegelsesvektor ut fra en endring av dens posisjon, og et pakningsmateriale hvor avfølingselementet er plassert.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører i et ytterligere aspekt en fremgangsmåte for å redusere støy i akustiske målinger, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter å taue en seismisk streamer, hvor streamer inneholder;

et flertall akustiske sensorer fordelt langs dens lengde, og

et flertall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs dens lengde;

og hvor fremgangsmåten omfatter;

å registrere akustiske målinger fra nevnte flertall akustiske sensorer;

å registrere partikkelbevegelsesmålinger fra nevnte flertall partikkelbevegelsessensorer;

å anvende partikkelbevegelsesmålingene for å utlede et støyestimat for de akustiske målinger;

å anvende støyestimatet for å redusere støy i de akustiske målinger.

Ytterligere utførelser av dette aspekt er angitt i underkravene 2-11.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører i et ytterligere aspekt en seismisk streamer omfattende en akustisk sensor og en partikkelbevegelsessensor, hvor den akustiske sensor og bevegelsessensoren er anordnet i nærheten av hverandre.

Ytterligere utførelser av dette aspekt er angitt i underkravene 13-20.

Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere under henvisning til tegningen, hvor det er benyttet de samme henvisningstall for like elementer, og hvor

Fig. 1A og fig. 1B viser en marin seismikkundersøkelse utført i samsvar med ett aspekt av oppfinnelsen,

Fig. 2A, 2B viser to alternative sensorarrangementer for den marine seismikkundersøkelsen i fig. 1A-1B,

Fig. 3A-3B viser rent skjematisk en spesiell utførelse av en partikkelbevegelsessensor ifølge oppfinnelsen, idet fig. 3A er et delsnitt etter linjen 3A-3A i fig. 3B,

Fig. 4 viser tre enkeltakse-akselerometere som er orientert innbyrdes ortogonalt i henholdsvis linjen, på tvers og vertikalt, angitt med bokstavene x, y og z i fig. 5, for utnyttelse i en utførelse av oppfinnelsen,

Fig. 5 viser linje-, tverrlinje- og vertikalretningene for de innbyrdes ortogonalt orienterte enkeltakse-akselerometere i fig. 4, og

Fig. 6-7 viser partikkelbevegelsessensorutførelser som alternativer til figurene 3A-3B.

Oppfinnelsen kan naturligvis realiseres i ulike modifiserte og endrede former, og tegningen viser bare spesifikke eksempler. Det skal derfor være underforstått at beskrivelsen av de spesifikke eksemplene ikke er ment å begrense oppfinnelsen til de viste utførelsene. Tvert imot tar man sikte på å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som ligger innenfor den inventive ramme som defineres av patentkravene.

Utførelser av oppfinnelsen er beskrevet nedenfor. For å lette oversikten blir ikke alle trekk i en reell implementering beskrevet her. Man vil forstå at i forbindelse med utviklingen av slike utførelser må det treffes flere implementeringsspesifikke avgjørelser for oppnåelse av spesifikke mål, så som tilfredsstillelse av systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, faktorer som vil variere fra én implementering til en annen. Fagfolk vil imidlertid forstå at slike utviklingstiltak, selv om de vil kunne være kompliserte og tidskrevende, vil ligge innenfor rutinemessige aktiviteter for fagfolk som har kjennskap til foreliggende beskrivelse.

Fig. 1A-1B viser et undersøkelsessystem 100 i en marin undersøkelse 101. Begge er eksempler på respektive inventive aspekter. I denne spesielle utførelsen innbefatter undersøkelsessystemet 100 et sett 103 som slepes av et undersøkelsesfartøy 101 hvor det om bord forefinnes computerutstyr 109. Det slepte kabelsettet innbefatter åtte marine seismikkabler, eller streamere, 112 (bare én er indikert). Kablene kan eksempelvis hver ha en lengde på 6 km. Det skal nevnes at antall streamere 112 i det slepte kabelsettet 103 ikke er avgjørende for gjennomføringen av oppfinnelsen. Andre utførelser kan derfor benytte andre antall av kabler 112.

En seismikkilde 115, vanligvis en luftkanon eller flere luftkanoner, er også vist slept av seismikkfartøyet 106. I alternative utførelser behøver seismikkilden 115 ikke å bli slept av undersøkelsesfartøyet 106. Isteden kan seismikkilden 115 slepes av et andre fartøy (ikke vist), være tilknyttet en bøye (heller ikke vist), eller plasseres på annen i og for seg kjent måte. De kjente seismikkilder innbefatter impulskilder, så som eksplosiver og luftkanoner, og vibrasjonskilder som sender ut bølger med et påvirkbart amplitude- og frekvensspekter.

Foran på hver kabel 112 er det anordnet en deflektor 118 (bare én er indikert), og bak på hver kabel 112 er det anordnet en halebøye 120 (bare én er indikert).

Deflektoren 118 tjener til horisontal styring av kabelens 112 fremre ende 113, nærmest seismikkfartøyet 106. Halebøyen 120 tilveiebringer en motstand ved kabelens 112 haleende 114, lengst fra seismikkfartøyet 106. Den spenningen som oppstår i streameren 112 som følge av bruken av deflektoren 118 og halebøyen 120, medfører at streameren 112 får en stort sett lineær form, slik det er vist i fig. 1B.

Mellom deflektoren 118 og halebøyen 120 er det anordnet et antall seismikkabelposisjoneringsinnretninger, som også betegnes som ”birds” 122. Disse innretningene 122 kan være anordnet i regulære intervaller langs seismikkabelen, eksempelvis for hver 200-400 meter. I denne utførelsen benyttes innretningene 122 for påvirkning av den dybden i hvilken streamerne 112 skal slepes, typisk noen få meter. I én spesiell utførelse kan de styrbare innretningene 122 være forsynt med Q-fin<TM>-styrbare posisjoneringsinnretninger, som Western Geco benytter i sine seismikkundersøkelser.

Grunnleggende opplysninger vedrørende utførelse, drift og bruk av slike styrbare innretninger finnes i PCT-søknad WO 00/20895, ”Control System for Positioning of Marine Seismic Streamers”, innlevert 28. september 1999 i navnet Services Petroliers Schlumberger (-895-søknaden). Det kan naturligvis benyttes andre typer styrbare innretninger. En mulig annen utførelse er således beskrevet i PCT-søknad WO 98/28636, ”Control Devices for Controlling the Position of a Marine Seismic Streamer”, innlevert 19. desember 1997, i navnet Geco AS (-636-søknaden). I noen utførelser kan styreinnretningene til og med mangle.

Streamerne 112 innbefatter også et antall instrumenterte sonder 124 (bare én er indikert) som er fordelt over kabellengden. Som vist i fig. 2A innbefatter sondens 124 hus, i den her viste utførelsen, en akustisk sensor 200 (eksempelvis hydrofon) som i og for seg kjent, og en partikkelbevegelsessensor 203.

Partikkelbevegelsessensoren 203 måler ikke bare størrelsen til den passerende bølgefronten, men også dens retning. Det vil således være mulig å kunne skille data som representerer oppad fremskridende bølgefronter, så som refleksjonene 135, fra de nedad fremskridende bølgefronter, så som multippelrefleksjoner 150. Egnede partikkelbevegelsessensorer er kjent og kan benyttes som partikkelbevegelsessensorer 203. Enhver egnet i og for seg kjent partikkelbevegelsessensor kan benyttes som partikkelbevegelsessensor 203.

Fig. 3A-3B viser rent skjematisk hvordan avfølingselementet 300 i en partikkelbevegelsessensor 203 kan anordnes i en streamer 112 i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Avfølingselementet 300 kan eksempelvis være en geofon eller et akselerometer. Avfølingselementet er suspendert i et fluid 303. Fluidet 303 kan være et fluid som brukes for fylling av seismikkabelen når denne er en fluidfylt streamer. I den viste utførelsen er fluidet 303 anordnet i en lomme 306 i streameren 112. Fluid som egner seg for dette formål er kjent i mange utførelser og innbefatter blant annet seismikkabelolje eller andre egnede dielektriske fluider.

Avfølingselementet 300 er utformet for tilpassing til tettheten i det omgivende medium. For tilpassing av tettheten til det omgivende medium kan avfølingselementet 300 være innpakket i et lavtetthetsmateriale som kompenserer for elementets vekt. I den viste utførelsen er tettheten til avfølingselementet 300 beregnet å være tilpasset tettheten til fluidet 303. Tettheten til fluider så som fluidet 303 er kjente kvantiteter, eller kan lett bestemmes. En bestemmelse av fluidtettheten ligger innenfor det en fagperson vil kunne gjennomføre, på basis av foreliggende beskrivelse.

Imidlertid, slik det vil gå frem av diskusjonen, kan noen streamere 112 være massive, eller avfølingselementet 300 kan være plassert i et massivt materiale.

Materialer som egner seg for slike utførelser kan eksempelvis innbefatte oppskummet polymert materiale, og et polymer med tilsatte mikrokuler, eller en lavtetthetplast. I slike utførelser er avfølingselementet 300 utformet for tilpassing til tettheten i det omgivende medium, hvor streameren 112 plasseres, dvs. vannet 101. Tettheten til vannet 101 vil variere avhengig av faktorer som vil være kjent, så som saltinnholdet, temperaturen og dybden. En bestemmelse av tettheten til det omgivende medium anses også å ligge innenfor det en fagperson kan bestemme.

Tetthetene til avfølingselementet 300, fluidet 303, vannet 101 og andre slike komponenter, kan variere i avhengighet av flere faktorer, som vil være velkjent for fagfolk. Eksempelvis kan tettheten til vannet 101 variere i samsvar med temperatur, dybde, saltinnhold, blant andre faktorer. Slike variasjoner vil kunne medføre at det velges et avfølingselement 300 som ikke er nøyaktig tilpasset tettheten til det omgivende medium, men dette er aksepterbart, selv om det vil gi resultater som er mindre pålitelige. På ett eller annet tidspunkt vil imidlertid en misstilpasning mellom tettheten til avfølingselementet 300 og det omgivende medium være så stor at de tilveiebrakte data blir fullstendig upålitelige.

Det er ønskelig at partikkelbevegelsessensoren 203 har samme respons på et gitt signal uavhengig av signalets inngangsvinkel. For at partikkelbevegelsessensoren 203 skal kunne ha samme respons for ulike signalvinkler, bør sensoren være symmetrisk om sin lengdeakse 315 samtidig som tyngdekraftsenteret og det volumetriske senteret (dvs. det neddykkede oppdriftssenteret) faller sammen, for derved å kunne minimere forvrengninger og signaldegenerering. I den viste utførelsen befinner tyngdekraftsenteret og volumsenteret seg i punktet 312, vist i fig. 3A, på lengdeaksen 315, vist i fig. 3B. Dette kan man oppnå ved at partikkelbevegelsesavfølingslegemet gjøres sylindrisk slik at derved seismikkabelelementet (eksempelvis krefteopptagende elementer), elektriske elementer og optiske elementer og telemetrielementer og strømelementer) kan gå sentralt gjennom partikkelsensorlegemet, med bibehold av volum- og tyngdekraftsenteret i legemets akse.

Den utførelsen av partikkelbevegelsessensoren 203 som er vist i fig. 3A-3B har slike karakteristika. Sensoren er sylindrisk, med en åpning 309 hvorigjennom en kabel 211, som eksempelvis innbefatter en strømledning 206, ordre- og kontrolledninger 209 og en dataledning 212, vist i fig. 2A-2B, kan gå. Symmetrien om lengdeaksen 315 tilveiebringes av elektronikken 315, og tyngdekraftsenteret kan tilpasses det volumetriske senter 312 ved egnet påvirkning av vekten til elektronikken 315. Bemerk at i utførelser hvor elektronikken 315 og avfølingselementet 300 er pakket sammen, kan man oppnå samme virkning ved å plassere en vekt der hvor elektronikken 315 er vist plassert i fig. 3A.

Som nevnt kan avfølingselementet 300 implementeres som et akselerometer. I eksempelvis den utførelsen som er vist i fig. 3A-3B, kan avfølingselementet 300 være implementert som et akselerometer med tre akser, et mikro elektro-mekanisk system (MEMS). Oppfinnelsen muliggjør imidlertid mange ulike utførelser av partikkelbevegelsessensoren 203, sett i lys av de foran nevnte faktorer. Eksempelvis kan det i alternative utførelser istedenfor et enkelt MEMS-akselerometer med tre akser, benyttes tre enkeltakse-MEMS-akselerometere som da anordnes perpendikulært på hverandre. En slik utførelse muliggjør en måling av akselerasjonen i tre uavhengige retninger. Fig. 4 viser eksempelvis tre enkeltakseakselerometere 400 som er ortogonalt orientert i forhold til hverandre, i henholdsvis linje-, tverrlinje- og vertikalretningen, betegnet med x, y og z i fig. 5. Egnede MEMS, enkeltakseakselerometere er hyllevare.

Egnede MEMS-akselerometere er kjent. Således finnes MEMS-akselerometere beskrevet i:

· US patent 5723 790, ”Monocrystalline Accelerometer and Angular Rate Sensor and Methods for Making and Using Same”, 3. mars 1998, med Gert Anderson som oppfinner (-790-patentet),

· US patentsøknad 11/042,721, ”System and Method for a Three-Axis MEMS Accelerometer”, 24. juni 2005, publisert 28. juli 2005 som nr. 2005/0160814 A1, med Vladimir Vaganov og Nikolai Belov som oppfinnere,

· US patentsøknad 11/000,652, ”Micro-Machined Electromechanical System (MEMS) Accelerometer Device Having Arcuately Shaped Flexures”, 30. november 2004, publisert 15. september 2005 som nr. 2005/0202585 A1, med Mark H.

Eskridge som oppfinner, og

· International Patent Application PCT/GB2004/001036, ”MEMS Accelerometers”, 11. mars 2004, publisert 25. september 2004, som WO 2004/081583, med Diana Hodgins og Joseph Mark Hatt som oppfinnere.

Særlig beskriver -790-patentet et treakseakseperometer som er en monokrystallinsk halvlederinnretning og benytter en treghetsmasse på den frie enden av en utragende bjelke i hver av de tre ortogonale retningene. Ethvert egnet MEMS-akselerometer kan imidlertid benyttes.

Som vist i fig. 3A-3B vil bølgefrontene utøve en lett kraft på streameren 112. Fordi avfølingselementet 300 er avkoblet fra streameren 112, vil denne kraften ikke virke tilsvarende på avfølingselementet 300. Avfølingselementets 300 stilling relativt streameren 112 vil derfor endre seg. Påvirket av eksempelvis en oppad forplantet bølgefront, vil avfølingselementet 300 bevege seg til en andre stilling, nær den sylindriske åpningen 309. Ved en påvirkning av en nedadrettet bølgefront, vil avfølingselementet 300 bevege seg til en andre stilling lengre fra den sylindriske åpningen 309. Bevegelsesavfølingselementet 300 vil detektere en slik stillingsendring. Mer særskilt vil avfølingselementet 300 detektere en vektorkvantitet som er tilordnet denne stillingsendringen. Eksempelvis vil et akselerometer måle akselerasjonen mens en hastighetsmåler vil måle hastigheten. Både akselerasjonen og hastigheten er vektorkvantiteter som ikke bare er definert med størrelsen, men også av retningen.

Fig. 6 viser en utførelse hvor tre enkeltakse-akselerometere 303’ (bare ett er indikert) er anordnet symmetrisk om senteret 312’. I denne spesielle utførelsen er elektronikken pakket sammen med akselerometeret 303 og er derfor ikke vist for seg. Fig. 7 viser en lignende utførelse, men der er akselerometerne 303’ (bare ett er indikert) pakket atskilt fra den tilhørende elektronikken 315’.

Utførelsen i fig. 3A-3B, fig. 6 og fig. 7 benytter MEMS-akselerometere. Disse innretningene blir typisk implementert med bruk av halvledermaterialer og mikroelektronikkfremstillingsprosesser. De byr derfor på store fordeler sammenlignet med konvensjonelle akselerometere med hensyn til størrelse, kostnader og pålitelighet. Særlig gjelder det at den mindre størrelsen til MEMS-akselerometerne muliggjør at de kan integreres i en marin seismikkabel.

Som vist i fig. 2A er den akustiske sensoren 200 og partikkelbevegelsessensoren 203 ”samplassert” idet de begge er opptatt i sensorsonden 124. En slik sampassing er ønskelig, fordi det er ønskelig at støymålinger tas så nær seismikkdatapunktet som praktisk mulig. En større avstand mellom støydatainnhentingen og seismikkdatainnhentingen vil bety en mindre nøyaktighet i målingen av støyen på det sted hvor seismikkdataene innhentes. Det er imidlertid ikke nødvendig at partikkelbevegelsessensoren er plassert inne i sensorsonden 124. Som vist eksempelvis i fig. 2B kan partikkelbevegelsessensoren 203 være plassert i en fluidfylt lomme 205 i streameren 112. Partikkelbevegelsessensoren 203 vil være ”sampasset” med den akustiske sensor 200 fordi den befinner seg tilstrekkelig nært til at støydataene som innhentes i godtagbar grad vil representere støykomponenten i de innhentede seismikkdata.

Partikkelbevegelsessensoren 203 i fig. 2B kan eksempelvis være et akselerometer neddykket i et fluid 207, så som parafin. Dersom hovedproblemet er støynivået ved den akustiske sensor 200, så kan man benytte akselerometerdata for korrigering av hydrofondataene. Dette gjelder særlig når det befinner seg parafinfylte lommer i en ellers massiv kabel. Trykkfordelingen i den fluidfylte lommen 205 vil være relatert til vibrasjonen i lommen 205. Med et godt estimat for støydelen (vibrasjon) i linjeakselereringen, vil man kunne benytte denne informasjonen for korrigering av trykkmålingen. Støydelen i linjeakselerasjonen kan isoleres ved hjelp av mekanisk filtrering, men kan anslås på forhånd ved hjelp av eksperimenter, det kan benyttes analyttisk analyse, nummeriske simuleringer eller en kombinasjon av disse.

Forholdet mellom linjevibrasjonen og trykkfordelingen i en lomme kan man finne ved hjelp av forsøk, ved hjelp av analyttisk analyse, nummeriske simuleringer eller ved hjelp av en kombinasjon av disse.

Som vist i fig. 2A og 2B innbefatter streameren 112 en strømledning 206, en ordreog kontrolledning 209 og en dataledning 212. Som fagfolk vil vite blir signaler sendt frem og tilbake i streameren 112 under en seismikkundersøkelse. Eksempelvis blir strøm sendt til de elektroniske komponentene (eksempelvis den akustiske sensoren 200 og partikkelbevegelsessensoren 203), kontrollsignaler sendes til stillingselementer (ikke vist), og data sendes tilbake til fartøyet 110. Derfor har streameren 112 et antall ledninger for transmittering av slike signaler. Fagfolk vil vite at det kan benyttes mange kjente metoder, som vil kunne medføre ulike antall ledninger for slike formål. I den viste utførelsen benyttes det tre ledninger som er beregnet for de tre funksjonene. Dette for å forenkle bildet og ikke gjøre forståelsen av oppfinnelsen vanskeligere. Videre vil streameren 112 også vanligvis innbefatte andre strukturer, så som styrkeelementer (ikke vist), unnlatt for å lette oversikten.

I fig. 1A og 1B har computerutstyret 109 et grensesnitt mot undersøkelsesfartøyets 106 navigasjonssystem (ikke vist). Fra navigasjonssystemet får computerutstyret 109 estimater for flere parametere, så som sleperetning, slepehastighet, strømretning og målt strømhastighet. I den viste utførelsen vil computerutstyret 109 overvåke de aktuelle stillingene til de enkelte posisjoneringsinnretninger 122 og er programmert med de ønskede posisjonene til eller de ønskede minsteavstander mellom streamerne 112. De horisontale posisjonene til posisjoneringsinnretningene 122 kan utledes ved hjelp av ulike i og for seg kjente metoder. De vertikale posisjonene, eller dybdene, til innretningene 122 blir typisk overvåket ved hjelp av trykksensorer (ikke vist) som er tilordnet innretningene 122.

Den geologiske formasjonen 130 innbefatter en seismisk reflektor 145. Som fagfolk vil vite kan geologiske formasjoner som undersøkes være meget mer kompliserte. Eksempelvis kan det forefinnes flere reflektorer som gir flere dyp-hendelser. I fig.

1A og 1B er slike ekstra lag utelatt for å lette forståelsen av oppfinnelsen.

I fig. 1A-1B genererer seismikkilden 115 et antall seismikkundersøkelsessignaler 125 i samsvar med vanlig praksis når undersøkelsesfartøyet 106 sleper ytterkablene 107 i et på forhånd bestemt mønster over det området som skal undersøkes.

Seismikkundersøkelsessignalene 125 forplantes og reflekteres fra den underjordiske geologiske formasjonen 130. Oppfinnelsen kan realiseres også i forbindelse med slike mer komplekse forhold. Mottakerne 106 detekterer de reflekterte signalene 135 fra den geologiske formasjonen 130 på en konvensjonell måte. Instrumentene i sondene 124 vil da generere data som er representative for refleksjonene 135, og seismikkdataene legges inn i elektromagnetiske signaler.

De signalene som genereres av mottakerne 106, blir sendt til computerutstyret 109. Computerutstyret 109 samler inn seismikkdataene for prosessering.

Computerutstyret 109 er anordnet sentralt om bord på undersøkelsesfartøyet 110. Fagfolk vil imidlertid vite at ulike deler av computerutstyret 109 kan være helt eller delvis anordnet på annen måte, eksempelvis på tvers av seismikksettet 105.

Computerutstyret 109 kan behandle seismikkdataene, lagre dem for prosessering på et senere tidspunkt, overføre seismikkdataene til et annet sted for behandling eller prosessering, eller det kan benyttes en kombinasjon av disse muligheter. Typisk vil en prosessering foretas om bord på undersøkelsesfartøyet 106 eller på et senere tidspunkt enn om bord i undersøkelsesfartøyet 106, for ikke å forstyrre produksjonen. Dataene kan derfor lagres på et bærbart magnetisk lagringsmedium (ikke vist) eller kan overføres trådløst fra fartøyet 106 og til et behandlingssenter 140 for prosessering der i samsvar med foreliggende oppfinnelse. I en marin undersøkelse kan dette typisk skje ved hjelp av en satellittforbindelse 142 til en satellitt 143. I alternative utførelser kan det benyttes multippeldatainnsamlingssystemer 120.

Claims

Patentkrav

1. Fremgangsmåte for å redusere støy i akustiske målinger, karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter å taue en seismisk streamer, hvor streamer inneholder;

et flertall akustiske sensorer fordelt langs dens lengde, og

et flertall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs dens lengde;

og hvor fremgangsmåten omfatter;

å registrere akustiske målinger fra nevnte flertall akustiske sensorer;

å anvende støyestimatet for å redusere støy i de akustiske målinger.

2. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor anvendelse av partikkelbevegelsesmålingene for å utlede et støyestimat for de akustiske målinger omfatter å bestemme vibrasjonen som foreligger ved de akustiske sensorer.

3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor partikkelbevegelsessensorene er samlokalisert med de akustiske sensorer.

4. Fremgangsmåte i samsvare med krav 1, hvor partikkelbevegelsessensorene er akselerometere.

5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor de akustiske sensorer er hydrofoner.

6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, hvor partikkelbevegelsessensorene er akselerometere og de akustiske sensorer er hydrofoner.

7. Fremgangsmåte i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor akselerometrene er MEMS.

8. Fremgangsmåte i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor akselerometerne har tre akser.

9. Fremgangsmåte i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor akselerometerne har tre gjensidige ortogonale akser.

10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 8 eller 9, hvor én enkelt akse av akselerometerdata anvendes for å utlede støyestimatet.

11. Fremgangsmåte i samsvar med krav 8 eller 9, hvor en kombinasjon av to eller flere akser av akselerometerdata anvendes for å utledes støyestimater.

12. Seismisk streamer omfattende en akustisk sensor og en partikkelbevegelsessensor, hvor den akustiske sensor og bevegelsessensoren er anordnet i nærheten av hverandre.

13. Seismisk streamer i samsvar med krav 12, hvor den akustiske sensor og bevegelsessensoren er anordnet tilstrekkelig nær til den akustiske sensor til at støydataene som innhentes av partikkelbevegelsessensoren i godtagbar grad vil representere støykomponenten i de innhentede seismikkdata.

14. Seismisk streamer i samsvar med krav 12, hvor streameren omfatter et flertall akustiske sensorer fordelt langs dens lengde, og et flertall partikkelbevegelsessensorer fordelt langs dens lengde.

15. Seismisk streamer i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor partikkelbevegelsessensoren(e) er samlokalisert med de(n) akustiske sensor(er).

16. Seismisk streamer i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor partikkelbevegelsessensorene er akselerometere.

17. Seismisk streamer i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor de akustiske sensorer er hydrofoner.

18. Seismisk streamer i samsvar med ethvert av de foregående krav, hvor akselerometrene er MEMS.

19. Seismisk streamer i samsvar med krav 16, hvor akselerometerne har tre akser.

20. Seismisk streamer i samsvar med krav 16, hvor akselerometerne har tre gjensidige ortogonale akser.